 |
АвтоАвтоматизацияАрхитектураАстрономияАудитБиологияБухгалтерияВоенное делоГенетикаГеографияГеологияГосударствоДомДругоеЖурналистика и СМИИзобретательствоИностранные языкиИнформатикаИскусствоИсторияКомпьютерыКулинарияКультураЛексикологияЛитератураЛогикаМаркетингМатематикаМашиностроениеМедицинаМенеджментМеталлы и СваркаМеханикаМузыкаНаселениеОбразованиеОхрана безопасности жизниОхрана ТрудаПедагогикаПолитикаПравоПриборостроениеПрограммированиеПроизводствоПромышленностьПсихологияРадиоРегилияСвязьСоциологияСпортСтандартизацияСтроительствоТехнологииТорговляТуризмФизикаФизиологияФилософияФинансыХимияХозяйствоЦеннообразованиеЧерчениеЭкологияЭконометрикаЭкономикаЭлектроникаЮриспунденкция
Теоретические основы. Система нормативных документов по охране окружающей среды
Система нормативных документов по охране окружающей среды
Руководящий нормативный документ
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПО РАСЧЕТУ ВЫБРОСОВ ПАРНИКОВЫХ ГАЗОВ В АТМОСФЕРУ
НА ОБЪЕКТАХ ДОБЫЧИ, ТРАНСПОРТИРОВКИ
И ХРАНЕНИЯ ГАЗА
Исполнитель: РГП «КазНИИЭК» МООС РК
Заказчик: Министерство охраны окружающей
Среды Республики Казахстан
Астана 2010
СОДЕРЖАНИЕ
1. Общие положения
2. Цель и задачи
3. Порядок расчетов
3.1.Теоретические основы
3.2. Оценка выбросов
4. Оценка неопределенностей
5. Отчетность и документация
6. Список использованных источников
ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Данная методика предназначена для учета только летучих парниковых газов (ПГ), обусловленных утечкой газа из систем добычи и доставки газа потребителю, а так же от сжигания газа в факелах. Газ, доставленный потребителю, или использованный самим пользователем для энергетических нужд (отопление, производство электроэнергии и пр.) учету по данной методике не подлежит.
Источниками летучих выбросов от газовых систем являются протечки оборудования, вентиляция, сжигание в факелах. Служебные высвобождения газа от поврежденных труб, при выбросах из скважин и пр.
Характер потерь в системах добычи и доставки газа и нефти много общего, по крайней мере по видам потерь. Поэтому таблицы, содержащиеся в данных Методических указаниях, кроме параметров, необходимых для оценки потерь газа, часто содержат и данные для нефти.
Это обусловлено сложившимися в МГЭИК подходами к данной проблеме и намерениями подчеркнуть именно наличие общности. При расчетах следует пользоваться только данными, относящимися к системам добычи и доставки газа.
При определении летучих выбросов из системы добычи, сбора и транспортировки газа обычно приходится пользоваться «разбивкой» ее на подсистемы и потери учитывать сначала по каждой подсистеме, объединяя затем результаты расчетов для всей системы. Такой подход повышает точность расчетов. В таблице 1 приведены основные подсистемы, которые принято выделять при расчетах.
Таблица 1.
Детальная разбивка выбросов в результате добычи и транспортировки нефти и природного газа по секторам
| Код МГЭИК | Наименование сектора | Пояснение |
| 1 B 2 | Нефть и природный газ | Охватывает летучие выбросы от всех видов деятельности, связанных с нефтью и газом. Первичные источники этих выбросов могут включать летучие утечки из оборудования, потери при испарении, удалении газов, сжигании в факелах и случайном высвобождении. |
| 1 B 2 a | Нефть | Охватывает выбросы от вентиляции, горения и других летучих источников, связанных с разведкой, производством, передачей, совершенствованием и перегонкой сырой нефти и распределением продуктов сырой нефти. |
| 1 B 2 a i | Удаление газов | Выбросы при удалении соответствующих газов и отходящего газа/испарений на нефтяных объектах. |
| 1 B 1 a ii | Сжигание в факелах | Выбросы при сжигании в факелах природного газа и отходящего газа/испарений на нефтяных объектах. |
Продолжение таблицы 1.
| 1 B 2 a iii | Все прочие | Летучие выбросы на нефтяных объектах от протечки оборудования, потерь при хранении, поломок трубопроводов, разрушении стен, наземных хранилищ, миграции газа к поверхности, к вентиляционным отверстиям, образование биогенного газа в накопителях отходов и прочие виды газов или испарений, высвобождаемые непреднамеренно, без целей сжигания в факелах и удаления. |
| 1 B 2 a iii 1 | Разведка | Летучие выбросы (исключая удаление газа и сжигание в факелах) от бурения скважин для нефти, тестирования бурильных колонн и завершения работ скважин. |
| 1 B 2 a iii 2 | Добыча и повышение качества | Летучие выбросы от добычи нефти (исключая удаление и сжигание газа в факелах) происходят из устий нефтяных скважин, из нефтяных песков или из нефтяных сланцев во время запуска системы транспортировки нефти. Сюда входят летучие выбросы, связанные с обслуживанием скважин, нефтяных песков или нефтяных сланцев, транспортировкой неочищенных нефтепродуктов (т.е., притекающих к скважине газов и жидкостей, эмульсии, нефтяных сланцев и нефтяных песков) к очистным сооружениям для экстракции и повышения качества, системам обратного нагнетания попутного газа и системам водоотведения. Летучие выбросы от установок для обогащения группируются с выбросами от производства, что предпочтительнее, чем группировка с выбросами от перегонки, так как установки для обогащения часто интегрируются с установками экстракции и их относительный вклад в выбросы трудно установить. Однако установки для обогащения также могут быть интегрированы с установками очистки, когенерационными агрегатами или прочими промышленными объектами, и их относительные вклады в выбросы в этих случаях определить сложно. |
| 1 B 2 a iii 3 | Транспорт | Летучие выбросы (исключая удаление и сжигание газа в факелах), связаны с транспортировкой товарной сырой нефти (включая стандартную, тяжелую и синтетическую нефть и битум) для повышения качества и перегонки. Системы транспортировки могут включать трубопроводы, танкерные суда, автоцистерны и железнодорожные цистерны. Потери при испарении в процессе хранения, заполнения и выгрузки, а также летучие утечки из оборудования являются первичными источниками этих выбросов. |
| 1 B 2 a.iii 4 | Перегонка | Летучие выбросы (исключая удаление и сжигание газа в факелах) на нефтеперегонных заводах. Нефтеперегонные установки обрабатывают сырую нефть, газоконденсаты и синтетическую нефть и производят конечные продукты очистки (например, и в первую очередь, разные виды топлива и смазочные материалы). Там, где установки для очистки интегрированы с другими объектами (например, установками для обогащения или когенерационными установками) их относительные вклады в выбросы может оказаться сложно определить. |
Продолжение таблицы 1.
| 1 B 2 a iii 5 | Распределе-ние нефтепроду-ктов | Сюда включаются летучие выбросы (исключая удаление и сжигание газа в факелах) от транспортировки и распределения очищенных нефтепродуктов, включая конечные станции трубопроводов и распределительные станции. Потери при испарении в процессе хранения, заполнения и выгрузки, а также летучие утечки из оборудования являются первичными источниками этих выбросов. |
| 1 B 2 a iii 6 | Прочее | Летучие выбросы от нефтяных систем (исключая удаление и сжигание газа в факелах) не учтенные в вышеприведенных категориях. Включает летучие выбросы от проливания и других случаев случайного высвобождения, установки по обработке отработанного масла и установки по удалению отходов нефтедобычи. |
| 1 B 2 b | Природный газ | Охватывает выбросы от удаления газов, сжигания в факелах и других летучих источников, связанных с разведкой, производством, передачей, хранением и распределением природного газа (включая как попутный, так и природный газ). |
| 1 B 2 b i | Удаление газов | Выбросы при удалении природного газа и отходящего газа/испарений на газовых объектах. |
| 1 B 2 b ii | Сжигание в факелах | Выбросы при сжигании в факелах природного газа и отходящего газа/испарений на газовых объектах. |
| 1 B 2 b iii | Все прочие | Летучие выбросы на газовых объектах от протечки оборудования, потерь при хранении, поломок трубопроводов, разрушении стен, наземных хранилищ, миграции газа к поверхности, к вентиляционным отверстиям, образование биогенного газа в накопителях отходов и прочие виды газов или испарений, высвобождаемые непреднамеренно, без целей сжигания в факелах или удаления. |
| 1B 2 b iii 1 | Разведка | Летучие выбросы (исключая удаление газа и сжигание в факелах) от бурения газовых скважин, тестирования бурильных колонн и завершения работы скважин. |
| 1BB 2 b iii 2 | Добыча | Летучие выбросы (исключая удаление газа и сжигание в факелах) из газовых скважин через входные отверстия на устройствах переработки газа или, если обработка не требуется, в точках стыковки систем транспортировки газа. Включает летучие выбросы, связанные с обслуживанием скважин, сбором газа, переработкой и деятельностью по избавления от попутной воды и кислых газов. |
| 1 B 2 b iii 3 | Переработка | Летучие выбросы (исключая удаление газа и сжигание в факелах) от установок по переработке газа. |
Продолжение таблицы 1.
| 1 B 2 b iii 4 | Транспорти-ровка и хранение | Летучие выбросы от систем, используемых для транспортировки переработанного природного газа к покупателям (например, промышленным потребителям и системам распределения природного газа). Летучие выбросы от хранилищ природного газа должны также включаться в данную категорию. Выбросы из установок по удалению жидкостей из природного газа в системах газоснабжения должно учитываться как часть переработки природного газа (сектор 1.B.2.b.iii.3). Летучие выбросы, относящиеся к транспортировке жидкостей природного газа должны учитываться в категории 1.B.2.a.iii.3. |
| 1 B 2 b iii 5 | Распределе-ние | Летучие выбросы (исключая удаление газа и сжигание в факелах) от распределения газа конечным потребителям. |
| 1 B 2 b iii 6 | Прочее | Летучие выбросы от систем снабжения природным газом (исключая удаление и сжигание газа в факелах) не учтенные в вышеприведенных категориях. Сюда могут входить выбросы от фонтанирования скважин, повреждений трубопроводов или окапывания. |
| 1 B 3 | Другие выбросы от производства энергии | Летучие выбросы при получении геотермальной энергии и других энергопреобразований, не включенные в 1.B.1 или 1.B.2. |
Летучие выбросы ПГ появляются вследствие прямого высвобождения метана (СН4), а также выделения углекислого газа (СО2), содержащегося в виде примеси, а также при сжигании газа в факелах. В последнем случае появляется также некоторое количество и закиси азота N2О.
Выбросы газа могут иметь место либо постоянно либо иногда. Это происходит в следующих случаях:
- использование сжатого природного газа вместо сжатого воздуха в пневматических и других системах;
- сброс давления в системах защиты и удаления не отвечающих техническим условиям продуктов;
- очистка и продувка, связанная с техническим обслуживанием газопроводов.;
- высвобождение газа при опробовании скважин;
- удаление отбросного попутного газа;
- выбросы из резервуаров и других устройств.
ЦЕЛЬ И ЗАДАЧИ
Настоящий нормативный документ предназначен для использования при расчетах (оценке) выбросов летучих парниковых газов (ПГ), от систем добычи, перераспределения и транспортировки газа.
Целью нормативного документа является разработка и предложение для использования научно обоснованного документа, близкого по структуре к Международным и Европейским, обеспечивающего удовлетворительный учет выбросов летучих парниковых газов, от систем добычи, перераспределения и транспортировки природного газа.
Для достижения поставленной цели были решены следующие задачи:
- Изучена научная литература по проблеме;
- Уточнены особенности, характерные для систем добычи и транспортировки газа в Казахстане;
- Разработаны общие подходы, выявлены, приемлемые к применению в Казахстане;
- Разработана методика оценки выбросов летучих парниковых газов во всех секторах системы добычи и транспортировки газа;
- Разработаны сами Методические указания, обеспечивающие процедуру расчетов.
ПОРЯДОК РАСЧЕТОВ.
Теоретические основы
Выполнение расчетов возможно на одном из трех уровней. Чем выше уровень, тем надежнее результаты расчетов. Однако с ростом уровня увеличивается и количество необходимых исходных данных.
Возможна ситуация, когда только одна или несколько подсистем (секторов) системы возможно обсчитать на более высоком уровне. В то время как другие сектора - нет. В этом случае, где только возможно, следует вести расчеты на более высоком уровне, а результаты расчетов летучих выбросов по всем секторам свести воедино.
Общая схема принятия решений представлена на рис. 1.
Как видно из рис.1, сначала нужно выяснить, имеются ли возможности для расчета выбросов летучих ПГ на уровне 3 хотя бы для отдельных секторов системы. Если такая возможность имеется (т.е. необходимые данные в виде результатов измерений и моделирования отдельных процессов), то расчеты для этих секторов следует выполнять по уровню 3.
Если возможности выполнить расчеты на уровне 3 нет, то следует выяснить, возможно ли выполнить расчеты на уровне 2. Для этого, как следует из рис.1, необходимо иметь национальные коэффициенты выбросов, для системы или отдельных ее секторов. Если таких коэффициентов нет, то расчеты придется выполнить на уровне 1. Пока что все расчеты придется выполнять на этом уровне в виду отсутствия результатов научных разработок в данной области.
Рис. 1. Схема принятия решений для систем природного газа
Уровень 1 предполагает использование коэффициентов «по умолчанию» для разных секторов. Причем для Европы и Северной Америки, где имеются строгие экологические требования, эти коэффициенты одни (они здесь не приводятся), а для развивающихся стран они другие. В таблице 2 приведены сегменты отрасли, по которым рекомендуются вести расчеты, а коэффициенты для этих сегментов предназначенные для применения и в Казахстане, приведены в таблице 3.
Таблица 2
Основные категории и подкатегории в нефтегазовой отрасли.
| Сегмент отрасли | Подкатегории |
| Бурение скважин | Все |
| Испытание скважин | Все |
| Обслуживание скважин | Все |
| Добыча газа | Сухой газ (А) |
| Метан из угольных пластов (первичная и расширенная добыча) | |
| Другая расширенная рекуперация газов | |
| Нейтральный газ(Б) | |
| Высокосернистый нефтяной газ (В) | |
| Переработка газа | Установки для нейтрального газа |
| Установки для высокосернистого нефтяного газа | |
| Установки для глубокого извлечения (Г) | |
| Транспортировка и хранение газа | Системы трубопроводов |
| Средства хранения | |
| Распределение газа | Распределение в сельской местности |
| Распределение в городах | |
| Транспортировка сжиженных газов | Конденсат |
| Сжиженный нефтяной газ (LPG) | |
| Сжиженный природный газ (LNG), включая соответствующие установки для сжижения и газификации | |
| Добыча нефти | Сырая нефть, легкая и средней плотности (первичная, вторичная и третичная добыча) |
| Тяжелая нефть (первичная и расширенная добыча) | |
| Сырой битум (первичная и расширенная добыча) | |
| Синтетическая сырая нефть (из нефтеносных песков) | |
| Синтетическая сырая нефть (из нефтеносных сланцев) | |
| Повышение качества нефти | Сырой битум |
| Тяжелая нефть | |
| Утилизация нефтяных отходов | Все |
| Транспортировка нефти | Морские суда |
| Трубопроводы | |
| Автоцистерны и железнодорожные цистерны |
Продолжение таблицы 2
| Очистка нефти | Тяжелая нефть |
| Природная нефть и синтетическая сырая нефть | |
| Распределение нефтепродуктов | Бензин |
| Дизтопливо | |
| Авиационное топливо | |
| Керосин для реактивных двигателей | |
| Газойль (Промежуточный продукт очистки) |
А) Сухой природный газ – это природный газ, для которого не требуется никакой проверки на содержание углеводорода по точке росы с тем,чтобы удовлетворять спецификациям газа, пригодного для поставок. Тем не менее он может все еще нуждаться в обработке, с тем,чтобы удовлетворять спецификациям на поставку в отношении содержания водяного газа и кислого газа (т.е. H2S и CO2). Сухой природный газ обычно добывается из неглубоких (глубиной менее 1000 м) газовых скважин.
Б) Нейтральный газ – это природный газ, который не содержит каких-либо заметных количеств H2S (т.е. он не требует какой-либо обработки, с тем,чтобы удовлетворять требованиям в отношении H2S для поставок газа).
В) Высокосернистый нефтяной газ, – это природный газ, который должен быть обработан, чтобы удовлетворять ограничениям в отношении содержания H2S для поставок газа.
Г) Установки для глубокого извлечения – это газоперерабатывающие установки, расположенные в системах транспортировки газов, которые используются для рекуперации остаточного этана и более тяжелых углеводородов, присутствующих в природном газе.
Расчеты на уровне 1 осуществляются по каждому из i-газов отдельно и по каждому из сегментов отдельно. Затем результаты суммируются:
Ei газ, сегмент отрасли = A сегмент отрасли * EF газ, сегмент отрасли (1)
и
Ei =∑ Ei, сегментов отрасли, (2)
где
Ei газ, сегмент отрасли – искомые годовые выбросы i – го газа в сегменте отрасли А сегм отр. (Гг);
A сегмент отрасли – сегмент отрасли (единиц деятельности);
EF газ, сегмент отрасли – удельный коэффициент выбросов i – го газа в А-сегменте, взятом из таблицы 3 (Гг/ед. деятельности);
Таблица 3
Коэффициенты выбросов уровня 1 для летучих выбросов (включая удаление и сжигание в факелах) при работе с нефтью и газом в развивающихся странах и странах с переходной экономикой
| Категория | Подкатегория | Источник выбросов | Код МГЭИК | СН4 | СО2 | ЛНОС | N2O | Единицы измерения | ||||
| Величина | Неопределенность (% от величины) | Величина | Неопределенность (% от величины) | Величина | Неопределенность (% от величины) | Величина | Неопределенность (% от величины) | |||||
| Бурение скважин | Все | Сжиг. в факелах и удаление | 1.B.2.a.ii или 1.B.2.b.ii | 3,3E-05 до 5,6E-04 | -12,5 до +800% | 1,0E-04 до 1,7E-03 | -12,5 до +800% | 8,7E-07 до 1,5E-05 | -12,5 до +800% | ND | ND | Гг на кол-во пробуренных скважин |
| Испытание скважин | Все | Сжиг. в факелах и удаление | 1.B.2.a.ii или 1.B.2.b.ii | 5,1E-05 8,5E-04 | -12,5 до +800% | 9,0E-03 до 1,5E-01 | -12,5 до +800% | 1,2E-05 до 2,0E-04 | -12,5 до +800% | 6,8E-08 до 1,1E-06 | -10 до +1000% | Гг на кол-во пробуренных скважин |
| Обслу-живание скважин | Все | Сжиг. в факелах и удаление | 1.B.2.a.ii или 1.B.2.b.ii | 1,1E-04 до 1,8E-03 | -12,5 до + 800% | 1,9E-06 до 3,2E-05 | -12,5 до +800% | 1,7E-05 до 2,8E-04 | -12,5 до +800% | ND | ND | Гг/год на кол-во действующих и подготовл. к эксплуатации скважин |
| Добыча газа | Все | Летучие | 1.B.2.b.iii.2 | 3,8E-04 до 2,4E-02 | -40 до +250% | 1,4E-05 до 1,8E-04 | -40 до +250% | 9,1E-05 до 1,2E-03 | -40 до +250% | NA | NA | Гг на 106 м3 добытого газа |
| Сжиг. в факелахe | 1.B.2.b.ii | 7,6E-07 до 1,0E-06 | ±75% | 1,2E-03 до 1,6E-03 | ±75% | 6,2E-07 до 8,5E-07 | ±75% | 2,1E-08 до 2,9E-08 | -10 до +1000% | Гг на 106 м3 добытого газа | ||
| Переработка газа | Установки для нейтрального газа | Летучие | 1.B.2.b.iii.3 | 4,8E-04 до 1,1E-03 | -40 до +250% | 1,5E-04 до 3,5E-04 | -40 до +250% | 2,2E-04 до 5,1E-04 | -40 до +250% | NA | NA | Гг на 106 м3 подачи сырого газа |
| Сжиг. в факелах | 1.B.2.b.ii | 1,2E-06 до 1,6E-06 | ±75% | 1,8E-03 до 2,5E-03 | ±75% | 9,6E-07 до 1,3E-06 | ±75% | 2,5E-08 до 3,4E-08 | -10 до +1000% | Гг на 106 м3 подачи сырого газа | ||
| Установки для высокосернисто-го нефтяного газа | Летучие | 1.B.2.b.iii.3 | 9,7E-05 до 2,2E-04 | -40 до +250% | 7,9E-06 до 1,8E-05 | -40 до +250% | 6,8E-05 до 1,6E-04 | -40 до +250% | NA | NA | Гг на 106 м3 подачи сырого газа | |
| Сжиг. в факелах | 1.B.2.b.ii | 2,4E-06 до 3,3E-06 | ±75% | 3,6E-03 до 4,9E-03 | ±75% | 1,9E-06 до 2,6E-06 | ±75% | 5,4E-08 до 7,4E-08 | -10 до +1000% | Гг на 106 м3 добытого газа |
Продолжение таблицы 3
| Удаление сырого CO2 | 1.B.2.b.i | NA | NA | 6,3E-02 до 1,5E-01 | -10 до +1000% | NA | NA | NA | NA | Гг на 106 м3 подачи сырого газа | ||
| Установки для глубокого извлечения | Летучие | 1.B.2.b.iii.3 | 1,1E-05 до 2,5E-05 | -40 до +250% | 1,6E-06 до 3,7E-06 | -40 до +250% | 2,7E-05 до 6,2E-05 | -40 до +250% | NA | NA | Гг на 106 м3 подачи сырого газа | |
| Сжиг. в факелах | 1.B.2.b.ii | 7,2E-08 до 9,9E-08 | ±75% | 1,1E-04 до 1,5E-04 | ±75% | 5,9E-08 до 8,1E-08 | ±75% | 1,2E-08 до 8,1E-08 | -10 до +1000% | Гг на 106 м3 подачи сырого газа | ||
| Итоговые взвешенные показатели по умолчанию | Летучие | 1.B.2.b.iii.3 1,5E-04 до | 3,5E-04 | -40 до +250% | 1,2E-05 до 2,8E-05 | -40 до +250% | 1,4E-04 до 3,2E-04 | -40 до +250% | NA | NA | Гг на 106 м3 добытого газа | |
| Сжиг. в факелах | 1.B.2.b.ii 2,0E-06 до | 2,8E-06 | ±75% 3,0E-03 до | 4,1E-03 | ±75% | 1,6E-06 до 2,2E-06 | ±75% | 3,3E-08 до 4,5E-08 | -10 до +1000% | Гг на 106 м3 добытого газа | ||
| Удаление сырого CO2 | 1.B.2.b.i | NA | N/A | 4,0E-02 до 9,5E-02 | -10 до +1000% | NA | N/A | NA | N/A | Гг на 106 м3 добытого газа | ||
| Транспор-тировка и хранение | Транспор-тировка | Летучиеf | 1.B.2.b.iii.4 | 16,6E-05 до 1,1E-03 | -40 до +250% | 8,8E-07 до 2,0E-06 | -40 до +250% | 7,0E-06 до 1,6E-05 | -40 до +250% | NA | NA | Гг на 106 м3 товарного газа |
| Удаление | 1.B.2.b.i | 4,4E-05 до 7,4E-04 | -40 до +250% | 3,1E-06 до 7,3E-06 | -40 до +250% | 4,6E-06 до 1,1E-05 | -40 до +250% | NA | NA | Гг на 106 м3 товарного газа | ||
| Хранение | Все | 1.B.2.b.iii.4 | 2,5E-05 до 5,8E-05 | -20 до +500% | 1,1E-07 до 2,6E-07 | -20 до +500% | 3,6E-07 до 8,3E-07 | -20 до +500% | ND | ND | Гг на 106 м3 товарного газа | |
| Распреде-ление газа | Все | Все | 1.B.2.b.iii.5 | 1,1E-03 до 2,5E-03 | -20 до +500% | 5,1E-05 до 1,4E-04 | -20 до +500% | 1,6E-05 до 3,6E-5 | -20 до +500% | ND | ND | Гг на 106 м3 комунальных продаж |
| Транспорти-ровка сжиженного природного газа | Конденсат | Все | 1.B.2.a.iii.3 | 1,1E-04 | -50 до +200% | 7,2E-06 | -50 до +200% | 1,1E-03 | -50 до +200% | ND | ND | Гг на 106 м3 конденсата и пентанов и более тяжелых углеводо-родов |
| Сжиженный нефтяной газ | Все | 1.B.2.a.iii.3 | NA | NA | 4,3E-04 | ±100% | ND | ND | 2,2E-09 | -10 до +1000% | Гг на 106 м3 LPG | |
| Сжиженный природный газ | Все | 1.B.2.a.iii.3 | ND | ND | ND | ND | ND | ND | ND | ND | Гг на 106 м3 товарногоо газа |
Продолжение таблицы 3
| Добыча нефти | Природная нефть | Летучие (Суша) | 1.B.2.a.iii.2 | 1,5E-06 до 6,0E-02 | -12,5 до +800% | 1,1E-07 до 4,3E-03 | -12,5 до +800% | 1,8E-06 до 7,5E-02 | -12,5 до +800% | NA | NA | Гг на 106 м3 добытого природ. нефти |
| Летучие (Море) | 1.B.2.a.iii.2 | 5,9E-07 | -12,5 до +800% | 4,3E-08 | -12,5 до +800% | 7,4E-07 | -12,5 до +800% | NA | NA | Гг на 106 м3 добытого природ. нефти | ||
| Удаление | 1.B.2.a.i | 7,2E-04 до 9,9E-04 | ±75% | 9,5E-05 до 1,3E-04 | ±75% | 4,3E-04 до 5,9E-04 | ±75% | NA | NA | Гг на 106 м3 добытого природ. нефти | ||
| Сжиг. в факелах | 1.B.2.a.ii | 2,5E-05 до 3,4E-05 | ±75% | 4,1E-02 до 5,6E-02 | ±75% | 2,1E-05 до 2,9E-05 | ±75% | 6,4E-07 до 8,8E-07 | -10 до +1000% | Гг на 106 м3 добытого природ. нефти | ||
| Тяжелая нефть/Холод-ный битум | Летучие | 1.B.2.a.iii.2 | 7,9E-03 до 1,3E-01 | -12,5 до +800% | 5,4E-04 до 9,0E-03 | -12,5 до +800% | 2,9E-03 до 4,8E-02 | -12,5 до +800% | NA | NA | Гг на 106 м3 добытой тяжелой нефти | |
| Удаление | 1.B.2.a.i | 1,7E-02 до 2,3E-02 | -67 до +150% | 5,3E-03 до 7,3E-03 | -67 до +150% | 2,7E-03 до 3,7E-03 | -67 до +150% | NA | NA | Гг на 106 м3 добытой тяжелой нефти | ||
| Сжиг. в факелах | 1.B.2.a.ii | 1,4E-04 до 1,9E-04 | -67 до +150% | 2,2E-02 до 3,0E-02 | -67 до +150% | 1,1E-05 до 1,5E-05 | -67 до +150% | 4,6E-07 до 6,3E-07 | -10 до +1000% | Гг на 106 м3 добытой терм. битума | ||
| Добыча термической нефти | Летучие | 1.B.2.a.iii.2 | 1,8E-04 до 3,0E-03 | -12,5 до +800% | 2,9E-05 до 4,8E-04 | -12,5 до +800% | 2,3E-04 до 3,8E-03 | -12,5 до +800% | NA | NA | Гг на 106 м3 добытой терм. битума | |
| Удаление | 1.B.2.a.i | 3,5E-03 до 4,8E-03 | -67 до +150% | 2,2E-04 до 3,0E-04 | -67 до +150% | 8,7E-04 до 1,2E-03 | -67 до +150% | NA | NA | Гг на 106 м3 добытой терм. битума | ||
| Сжиг. в факелах | 1.B.2.a.ii | 1,6E-05 до 2,2E-05 | -67 до +150% | 2,7E-02 до 3,7E-02 | -67 до +150% | 1,3E-05 до 1,8E-05 | -67 до +150% | 2,4E-07 до 3,3E-07 | -10 до +1000% | Гг на 106 м3 добытой терм. битума | ||
| Синтетичес-кая сырая нефть (из нефтеносных песков) | Все | 1.B.2.a.iii.2 | 2,3E-03 до 3,8E-02 | -67 до +150% | ND | ND | 9,0E-04 до 1,5E-02 | -67 до +150% | ND | ND | Гг на 106 м3 добытой синт. сырой нефти из нефтеносных песков |
Продолжение таблицы 3
| Синтетичес-кая сырая нефть (из нефтеносного сланца) | Все | 1.B.2.a.iii.2 | ND | ND | ND | ND | ND | ND | ND | ND | Гг на 106 м3 добытой синт. сырой нефти из нефтеносного сланца | |
| Итоговые взвешенные показатели по умолчанию | Летучие | 1.B.2.a.iii.2 | 2,2E-03 до 3,7E-02 | -12,5 до +800% 2,8E-04 до | 4,7E-03 | -12,5 до +800% 3,1E-03 до | 5,2E-02 | -12,5 до +800% | NA | NA | Гг на 106 м3 общей добычи нефти | |
| Удаление | 1.B.2.a.i 8,7E-03 до | 1,2E-02 | ±75% 1,8E-03 до | 2,5E-03 | ±75% 1,6E-03 до | 2,2E-03 | ±75% | NA | NA | Гг на 106 м3 общей добычи нефти | ||
| Сжиг. в факелах | 1.B.2.a.ii 2,1E-05 до | 2,9E-05 | ±75% 3,4E-02 до | 4,7E-02 | ±75% 1,7E-05 до | 2,3 | ±75 5,4E-07 до | 7,4E-07 | -10 до +1000% | Гг на 106 м3 общей добычи нефти | ||
| Повышение качества нефти | Все | Все | 1.B.2.a.iii.2 | ND | ND | ND | ND | ND | ND | ND | ND | Гг на 106 м3 повышения качества нефти |
| Транспор-тировка нефти | Трубопро-воды | Все | 1.B.2.a.iii.3 | 5,4E-06 | -50 до +200% | 4,9E-07 | -50 до +200% | 5,4E-05 | -50 до +200% | NA | NA | Гг на 106 м3 нефти, переданной по трубопроводам |
| Автоцистер-ны и ж/д цистерны | Удаление | 1.B.2.a.i | 2,5E-05 | -50 до +200% | 2,3E-06 | -50 до +200% | 2,5E-04 | -50 до +200% | NA | NA | Гг на 106 м3 нефти, перевезенной цистернами | |
| Погрузка добытой в море нефти на танкеры | Удаление | 1.B.2.a.i | NDh | ND | NDh | ND | ND | ND | NA | NA | Гг на 106 м3 нефти, перевезенной танкерными судами | |
| Очистка нефти | Все | Все | 1.B.2.a.iii.4 | ND | ND | ND | ND | ND | ND | ND | ND | Гг на 106 м3 очищенной нефти, |
| Распре-деление очищенных нефтепро-дуктов | Бензин | Все | 1.B.2.a.iii.5 | NA | NA | NA | NA | ND | ND | NA | NA | Гг на 106 м3 перевезенных нефтепродуктов |
| Дизтопливо | Все | 1.B.2.a.iii.5 | NA | NA | NA | NA | ND | ND | NA | NA | Гг на 106 м3 перевезенных нефтепродуктов | |
| Авиационное топливо | Все | 1.B.2.a.iii.5 | NA | NA | NA | NA | ND | ND | NA | NA | Гг на 106 м3 перевезенных нефтепродуктов | |
| Керосин для реактивных двигателей | Все | 1.B.2.a.iii.5 | NA | NA | NA | NA | ND | ND | NA | NA | Гг на 106 м3 перевезенных нефтепродуктов |
Примечание: Цифры в таблице 5, например. В строке доли газа типа 3.3Е‑0.4 следует читать как 3.3 ´ 10-4Гг*, на 106 м3 (один миллион м3) газа, т.е. на добычу 106 м3 газа выбросы составляют 3.3 ´ 10-4 Гг на 1 скважину или 3.3 ´ 10‑4 т=380 кг/1 скважину.
(*Гг = 1 тонна).
Ввиду простоты расчетов пример не приводится.
Поиск по сайту: